地震资料处理的特点是方法多、系统性强。一般由野外原始记录到最终的地震剖面要使用几十种处理方法和技术，经过几十个步骤才能完成。这些处理方法和处理过程有序的紧密结合，形成地震资料的处理流程。用于地震资料处理的软件系统，称为地震资料处理系统。
对地震资料处理系统中的处理方法可根据其处理功能分为预处理、参数分析处理、实质性处理及修饰性处理；也可根据处理的顺序分为叠前处理和叠后处理；还可根据处理的目标分为常规处理和特殊处理或构造处理和岩性处理。
将各种处理方法进行有序的组合，并按先后顺序依次进行处理的过程称为地震资料处理流程，如图10-1。该图为二维地震资料的参考处理流程，实际应用中可根据资料情况增减处理方法。处理流程图中的纵向主线流程为必选处理方法，而横向线流程为可选处理方法。一般已将各种处理方法编制成模块形式的计算程序，组建成地震资料处理系统，处理中对方法的组合实际是对处理模块的组合，由各种地震资料处理模块组合成处理流程。处理模块又分批量处理和交互处理两种，批量处理是计算机按处理流程自动依次连续处理，中途不进行人工干涉。交互处理则是利用可视化图形图像功能，通过人机对话方式，对处理过程进行监控，可随时修改处理参数，检查处理效果，甚至改变处理流程。
地震资料的预处理
地震勘探资料处理的任务是对原始资料进行压制干扰，提高信噪比与分辨率，提取地震参数等处理工作，为解释工作提供地下结构的剖面和各种岩性参数。地震勘探资料处理技术方法很多，新方法发展也很快，本节只对常规的处理方法及进展情况进行介绍。
1.校正和叠加处理
水平叠加是目前地震勘探中最常用的勘探方法。水平叠加资料处理核心是动校正、静校正和叠加。经过处理后，野外观测记录转换为供解释用的水平叠加时间剖面。在处理过程中适当选择速度参数可压制多次反射干扰和随机干扰，获得高质量的时间剖面。
(1)动校正处理
动校正是将炮检距不同的各道上来自同一界面同一点的反射波到达时间经正常时差校正，校正为共中心点处的回声时间，以保证在叠加时它们能实现同相叠加，形成反射波能量突出的叠加道。动校正处理中需使用速度参数，对于水平层状介质来说，如果选用的速度正确，反射时距曲线由双曲线能校正为直线。叠加时各道能同相叠加。使用的速度过大或过小都不能保证实现同相叠加。
(2)静校正处理
静校正是对表层因素的校正。表层低速带的速度十分低，深、浅层反射波的射线路径尽管在低速带以外的各地层中传播时各不相同，但在表层附近几乎都是近于垂直的。因此，静校正量的大小只与地面位置有关，即对于某一道而言，深、浅层反射波有相同的静校正量，所以称之为“静”校正。静校正分为野外静校正和剩余静校正两类。利用野外实测的表层资料直接进行的静校正称为野外静校正，又称基准面静校正。这种校正包括井深校正、地形校正和低速带校正。如果野外实测资料不很准确，则野外静校正之后仍残存着剩余的静校正量。提取表层影响的剩余静校正量并加以校正的过程称为剩余静校正。剩余静校正量不是从野外实测资料求得，而是直接利用地震记录提取。实践中往往利用统计的方法自动地计算剩余静校正量。
早期获取静校正量是通过在反射波法勘探的同一测线上，用小折射排列再做一次折射波法勘探。因为低速带底界面是一个良好的折射界面，用折射波法工作可以得到质量优良的折射波记录。用常规折射波解释方法求出低速带底界面深度和浅层速度，进而可求出静校正量。近年来发展起来的利用反射波法工作时在反射波记录上的初至折射波求出低速带底界面和静校正量。这种方法无须再进行一次小折射排列工作，因此工作效率高。
(3)叠加
经过动、静校正处理后，共中心点道集中各道反射记录时间已换算为从一个统一基准面计算的双程旅行时，可以进行叠加处理。常规叠加是将道集中经过动、静校正后的各道上序号相同的采样值取算术平均值，组成叠加道输出。每个共中心点道集输出一个叠加道。一条测线上所有叠加道的组合组成直观反映地下构造形态，可供解释使用的常规水平叠加时间剖面。叠加处理的方法很多，常规叠加是地震处理工作中最常使用的一种方法，其叠加公式为
普通物探
式中：y(j)为叠加结果(叠加道上第j个样值)；gi(j)为叠加输入道集中第i道第j个样值；j为采样点序号；i为共深度点道集中记录道序号；n为道集中总道数；L为每道的总采样点个数。
上述动、静校正与叠加处理环节是相互影响的。通常，不可能一次就将动、静校正工作做好，往往需要反复迭代处理，经多次迭代后才能得到质量较高的输出剖面。
2.数字滤波处理
在地震资料数据处理中，数字滤波方法是利用有效波和干扰波之间频率和视速度方面的差异来压制干扰的，分别称为频率滤波和视速度滤波。频率滤波只需对单道数据进行运算，称为一维频率滤波。视速度滤波需要同时处理多道数据，故称为二维视速度滤波。滤波可利用电路实现，也可利用数字滤波技术通过数学运算实现。目前，室内处理已广泛采用数字滤波方法。
(1)一维滤波
为了突出有效波，先根据有效波和干扰波的频率范围差异，设计频率响应H(ƒ)，然后进行反傅里叶变换，求得滤波系统的脉冲响应h(t)，以h(t)对地震记录进行褶积，即可达到滤渡效果。当高频干扰严重时，为消除干扰，根据有效波和干扰波的频率特性设计低通滤波系统的频率响应。在一般条件下，既要压制高频干扰，也要压制低频干扰，这时可设计带通滤波器。
(2)二维滤波
地震波在地下传播，既有空间变量，也有时间的变量。进行二维滤波时，应根据勘探地区地震波传播特点，确定频率波数响应函数H(ƒ，k)，其中ƒ为频率，k为波数(地面上单位距离内的波周数)，然后由H(ƒ，k)的二维傅里叶反变换求出时间、空间域内的滤波响应函数h(t，x)。将地震记录作为输入信息ƒ(t，x)与二维响应函数h(t，x)进行二维褶积，可得到所需的二维滤波输出信息ƒ′(t，x)。
进行二维滤波必须找出有效波的频率差异和视速度差异，然后确定适当的区域D。如果有效波的视速度很高，而干扰波的视速度很低时，区域D可选成图5-15a的形状。即所谓扇形滤波。有效波视速度不高，但干扰波的视速度很高或很低，区域D可选为图5-15b所示形状。如果除了视速度差异外，还有频率差异，则区域D可分别选为图5-15c和d的形状。
图5-15 二维滤波的波数域
3.反滤波
地震波在地下传播过程中，高频部分常被吸收，使记录到的地震脉冲时间延长，并相互干涉造成波形畸变。为提高地震记录的分辨率，有必要设计一种滤波系统，使记录波形压缩成尖脉冲，只显示反射波的振幅及到时。这样的滤波系统称为反滤波。其数学运算称为反褶积。
反滤波仍然是一个滤波过程。
设x(t)是时间函数为h(t)的滤波器的输入，y(t)为输出，则有
y(t)=x(t)∗h(t) (5-10)
现设计一滤波器α(t)，使得当y(t)作为其输入时，得到的输出一定是x(t)，则α(t)就是h(t)的反滤波，此过程可用图5-16表示。
图5-16 尖脉冲的反滤波系统
地震勘探反滤波的主要任务是抵消大地滤波作用，其中包括地震记录道中各种装备对地震子波的滤波作用，从而提高纵向分辨率。某些规则干扰波的形成过程也看作是滤波过程。研究反滤波就是研究如何设计一个滤波器去抵消另一个滤波器的作用。通常有两种方法用来设计反滤波器，即确定性方法和统计方法。实际工作中，采用确定性方法设计反滤波器时，须事先已知大地滤波因子，在地震勘探中这一点往往难以做到，因此，在地震勘探中往往利用统计方法求取滤波因子。
提高纵向分辨率是地震勘探工作中的一项重要任务，其理想结果是地震子波被压缩成尖脉冲，地震记录变为反射系数序列。如能得到这一结果，就相当于完成了反演工作。目前，尽管存在不少反滤波方法，但实际应用效果往往并不理想。其原因是各种反滤波法都必须有若干假设条件，而这些假设条件往往不能准确给出，另外，大地的滤波作用十分复杂，到目前为止还未完全清楚，也就是说正演问题还未彻底解决，当然谈不上反演问题的彻底解决了。研究反滤波的一个努力方向是发展和应用其假设尽可能接近实际的反滤波方法；另一方面必须加强大地滤波机制的研究，随着正演问题的深入认识，反滤波方法才能得到进一步的发展。
4.偏移成像处理
偏移成像是提高地震资料横向分辨率的一种处理技术。偏移的目的就是将每种反射要素适当地归位到反射面位置上去。因此，偏移处理又称为再定位处理或偏移归位处理。
根据偏移处理在整个处理流程中的位置可分为叠前偏移、叠前部分偏移、叠后偏移和深度偏移四种类型。这几种偏移除在处理流程中的位置不同外，它们的目的、作用和解决问题的方式也有所不同。目前广泛使用的是叠后偏移。
(1)叠后偏移
叠后偏移在水平叠加之后进行。一般认为水平叠加剖面相当于自激自收记录剖面，故叠后偏移又称为自激自收记录剖面的偏移。
当反射层面倾斜时，其共中心点和反射点不在同一垂线上，如图5-17 二维滤波的波数域所示。S 为激发点，G 为接收点，M为共中心点，R为反射界面水平时的反射点，R′为反射界面倾斜时的反射点。这时记录剖面上的反射波同相轴和倾斜界面段之间，在位置、长度、倾角等方面都不一致，因而必须对同相轴进行校正，使之偏移到真实位置上来。较简单的方法是叠后偏移。在图5-18所示情况下，M为共中心点，R(x，z)是反射界面上到M点为法线方向的反射点，h为M点到界面的法线深度，即MR(x，z)
图5-17 共中心点与共反射点
图5-18 叠加偏移
普通物探
式中：H为R(x，z)点的垂直深度；x为R(x，z)点的横坐标；υ为平均速度。因此，M点的回声时间t0为
普通物探
令t=2H/υ， ，
可得
普通物探
此式相当于(t，t′)坐标系中以M为圆心，以t0为半径的圆的方程式。就是说，反射点R(x，z)必然位于该圆弧轨迹上，在进行叠后偏移处理时，先在共中心点道M的记录上确定一个t0值，然后改变不同的x值，按上式可得出不同的t值，求得不同坐标点(t，t′)，这些点必然位于此圆弧上。若再将记录上t0时刻所对应的振幅值α(t0)置放到圆弧的这些点上，如图5-19所示，这样就完成了一个t0值的偏移处理。然后改变 t0值，重复上述处理过程，直至t0到达该记录道的终了时间为止。依次改变共中心点M的位置，改变t0值，分别重复上述处理，就可得到一条地震测线的时间剖面的叠加偏移结果。
图5-19 t0值的偏移
(2)叠前偏移
在多次覆盖观测时，M为S1G1及S2G2的中心点，如图5-20所示。由于倾角较大，界面上的反射点R1和R2将不在一个点上，两道反射记录经动、静校正后也不同相。按水平叠加处理则效果不好，若要实现共反射点叠加，必须先偏移后再叠加，称为叠前偏移。
图5-20 反射倾角大时的共反射点
图5-21 偏移叠加
叠前偏移如图5-21所示。反射面倾角较大，S为激发点，G为任一接收点，R为界面上的任一反射点，则所记录到的反射波传播时间为
普通物探
式中：υ为平均速度。
对于某一接收点G，反射波到达的时间t为常数，则其传播距离υt亦为常数。若将反射点R变动，S、G两点固定，则R的轨迹为一椭圆的两焦点，它们之间的距离为L，且椭圆长轴等于υt/2，短轴等于 。
设R的坐标为(x，z)，则此椭圆方程式为
普通物探
即如在t时刻G点接收到一反射信号，则此反射点必位于上式表示的椭圆轨迹上。这样，对于共激发点道集记录来说，如图5-22所示，可先分别取定时间t和速度υ，按上式计算并给出各自的椭圆。属于同一界面的反射波，其相应的椭圆簇的包络线R必为反射界面。
图5-22 共炮点反射波道集记录的椭圆法偏移
叠前偏移的基本思想，就是以共炮点道集所绘椭圆簇的包络来确定反射界面的几何位置，再利用不同炮点道集所绘椭圆簇的共切点来实现共反射点道集的叠加，因此偏移剖面上强信号的存在一般与反射界面的存在一致。
5.速度参数提取
速度参数的提取是地震数据处理中一个十分重要的环节。它的目的主要是为水平叠加、偏移等处理提供速度参数。
在沉积岩中，速度的空间分布规律取决于地层沉积顺序及岩性特点。沉积岩成层状分布决定了速度在剖面上的成层分布的特点，这一特点是使用地震勘探的有利前提。速度与深度和地质年代有关，一般随深度的增加而加大，速度垂直梯度的存在是速度剖面的一个重要特点。工作区地质构造及沉积岩相的变化，也会引起速度在水平方向的变化。一般来讲，速度的水平梯度不会很大，但断层、不整合和尖灭，都可能对速度的水平梯度产生较大的影响。
地震勘探中，根据获得速度的原始资料、计算方法、用途的不同以及对介质简化的不同，可以引出几种速度概念，而这些不同的速度又是随着地震勘探本身方法技术的发展而出现、变化和淘汰的。
(1)几种速度概念
1)层速度：在水平层状介质情况下，地层速度也成层分布，地震波在各层中的传播速度称为层速度，用υi表示，它是一个基本速度参数。其他速度大部分由υi导出，但在实际工作中，也可用其他速度来反求层速度。
2)平均速度：等于地震波在地层中垂直传播的总厚度除以总时间。用平均速度代替层状介质的速度后，就可把层状介质视为均匀介质，平均速度就是地震波垂直穿过该界面以上各层的总厚度与总传播时间之比，即
普通物探
式中：υi为各层层速度；ti为各层旅行时。
在层状介质情况下，只有炮检距为零时，平均速度才是精确的地震速度。平均速度仅适用于叠偏剖面的时深转换。
3)射线平均速度：地震波在层状介质中传播时，沿不同的射线路径有不同的传播速度。射线平均速度就是地震波沿射线传播的总路程与总时间之比，见图5-23所示。水平层状介质的射线平均速度公式为
普通物探
式中：P代表射线参数。
图5-23 射线平均速度示意图
射线平均速度既是射线参数P的函数，也是炮检距x的函数，并随炮检距的增大而增大。当炮检距等于零时，即P=0，射线平均速度与平均速度相等。射线平均速度较精确地描述了波在介质中的传播情况。但到目前为止，还没有专门测定射线平均速度的方法，而是用其他速度来代替。当讨论其他速度时，就以射线平均速度为标准来衡量它们的精度。
4)均方根速度：考虑到射线的折射效应，用均方根速度(υR)代替层状介质的速度，同样可以把层状介质视为均匀介质，地震波沿折射线传播看成沿直射线传播，其反射点时距曲线简化为双曲线，即
普通物探
式中
普通物探
为水平层状介质的均方根速度。当炮检距适中时，均方根速度是较精确的地震波速度。
5)等效速度：倾斜界面，均匀介质覆盖情况下，如果介质速度为υ，界面倾角为φ，倾斜界面均匀介质情况下等效速度为υφ：
υφ=υ/cosφ
进而可以写出
普通物探
倾斜界面情况下，共中心点道集叠加时可能出现反射点分散和动校正不准确的问题。引入等效速度υφ，用υφ代替υ倾斜界面共中心点时距曲线就可以变成水平界面形式的共反射点时距曲线，用υφ按水平界面动校正公式，对倾斜界面的共中心点道集进行动校正，可以取得很好的叠加效果。
6)叠加速度：在水平界面均匀介质、倾斜界面均匀介质、覆盖为层状介质或连续介质情况下，均可将共中心点反射波时距曲线看作双曲线，用一个共同的公式来表示
普通物探
式中υa即为叠加速度。
对于不同的介质结构，它有更具体的意义，对倾斜界面均匀介质υ就是υφ，对水平层状介质就是υa或υR等。
(2)速度分析
速度分析的目的之一是为水平叠加、偏移等提供速度参数。地震记录是多道记录，多道信号的正常时差中隐含着地震波传播速度这一参数。如果能够从记录中准确拾取反射信号，得到正常时差，则求取速度参数不会有多大问题，但拾取反射信号十分困难，只能由计算机利用多道记录按多道平均的思想进行。假设各道真实反射信号的形状和振幅均相同，只是到达时间不同，且记录上的噪声是均值为零的白噪，则根据多道平均思想所得到的最佳估计信号ŝ(t)，正好是多道记录上按精确的正常时差曲线取值后各道的平均值，也正好等于各道上的真实反射信号S(t)。能否得到多道信号的最佳估计S(t)，使均方误差与Q达到最小，可利用Q与正常时差的关系不断调整各道正常时差以达到Q最小来进行速度分析。速度谱和速度扫描是最常用的速度分析方法。
地震资料的常规处理方法有哪些？
1.叠前 AVO属性处理
（1）AVO速度调整和层速度场的建立
除了振幅处理不当会造成 AVO 分析陷阱外，如果速度分析处理不当也可能造成技术陷阱，同时也会影响到资料的品质和横向分辨率。虽然常规处理中已经产生了一个比较准确的速度场，但这个速度场由于考虑到多方面因素的影响，并不能完全适应AVO属性处理。
因此，在AVO 速度分析中，首先对信噪比低的剖面段继续采用细致的常速扫描与谱点加密的方法，保证速度拾取的精确程度 （图5－17），从而获得精度较高的叠加速度场。由于本区地层为倾斜地层，因此叠加速度场与均方根速度场之间存在以下关系：
VRMS＝VSTK×cosθ
图5－17 精细速度调整
式中：VRMS为均方根 速度；VSTK为 叠 加 速度；θ为地层倾角。
根据实际资料，本工区地层倾角在10°～15°之间，cosθ约在0.97～0.99之间，因此我们可以利用以上的公式将叠加速度场近似转换为均方根速度场。
对叠加速度场进行平滑 （图5－18），然后将平滑后的叠加速度场转化为层速度，结合地质层位解释对层速度场进行调整 （图5－19），最后利用该速度场完成初次AVO 处理并对处理结果进行分析，根据实际处理效果情况再次调整速度场，完成最终 AVO速度场的建立 （图5－20）。
图5－18 叠加速度场
图5－19 均方根速度场转化的层速度场
图5－20 排2井三维 AVO速度场建立流程
（2）AVO入射角度的试算与选择
入射角＝tan－1（offset/2 H）
式中：offset代表偏移距；H 代表目的层深度。
从共 中 心 点 面 元 道 集 内 的 高 差 变 化 情 况 看， 过 排 2 井 道 集 （x：313980，y：4982130）高程在 289～292.2m 之间，最 大 高 差 为 3.2m；工 区 南 部 农 田 区 道 集 （x：309000，y：4974410）高程在297.8～302.5m之间，最大高差为4.7m；工区南部水库区道集 （x：309000，y：4963400）高程在319.4～306.4m之间，最大高差为13m。在完成近地表校正后，共中心点面元道集内的高差对 AVO 入射角计算的影响很小，可忽略不计。
排2井三维地层埋深差异较大，同一地层最大埋深差达1500m，因此取500～2750m为目的层深度范围。根据现有资料，排2井油层深度为1014m，经分析，该层对应地震资料最大偏移距为1070m，根据 AVO 入射角计算公式，满足 AVO 分析的最大入射角为43°；排2井石炭系深度为1374m，经分析该层对应地震资料最大偏移距为1400m，根据AVO入射角计算公式，满足 AVO分析的最大入射角为45°；三维工区内石炭系最大地层埋深为2750m，按最大偏移距2870m 计算，满足 AVO分析的最大入射角为46°。综合分析，试处理中确定的最大入射角为45°。
为了保证 AVO 属性分析的效果，对 AVO 属性分析的角度进行试算，分别试算了0°～30°、0°～35°、0°～40°、0°～45°（图5－21～图5－24）。最终 确 定 0°～35°作 为 本 区 AVO属性分析试处理的入射角。
图5－21 入射角0°～45°碳氢检测剖面
图5－22 入射角0°～40°碳氢检测剖面
图5－23 入射角0°～35°碳氢检测剖面
图5－24 入射角0°～30°碳氢检测剖面
（3）AVO属性体处理
应用分选出的0°～35°角度限制道集，结合全区层速度场，利用Shuey近似公式进行AVO属性体的叠加处理，得到 AVO属性体。
另外也对另一种近似方程——Richards方程，抽取过排2井的纵线进行了试处理，并取得了一定的效果 （图5－25，图5－26）。
图5－25 过排2井（排8井）纵线λ剖面
图5－26 过排2井（排8井）纵线μ剖面
（4）P波数据体的后续处理
为了满足后续反演处理和综合分析的要求，还要对P波数据体进行后续的处理工作，主要是应用 Omega处理系统的STOLT偏移方法对 P波数据体进行叠后偏移处理；应用零相位反褶积、蓝色滤波提高P波数据体的分辨率；应用三维 RNA提高P波数据体的信噪比 （图5－27，图5－28）。
图5－27 P波偏移剖面
图5－28 提频去噪后P波偏移剖面
对于P波属性数据体和成果数据体，尤其是过井线，进行了详细的对比分析，认为P波数据体与成果数据体基本相当，从合成记录对比 （图5－29，图5－30）上看，两者的频率、相位、能量都一致，同样都可以很好地反映地质现象，但在细节方面，P波剖面振幅的强弱关系反映更明显，保幅性更好 （图5－31～图5－46）。
图5－29 过排2井成果剖面标定图
图5－30 过排2井P波剖面标定图
图5－31 过排2井P波剖面
图5－32 过排2井纵线成果剖面
图5－33 过排8井P波剖面
图5－34 过排8井纵线成果剖面
（5）AVO属性体的归位处理
由于 AVO属性处理是直接应用叠前道集进行属性体的叠加，因此 AVO 属性体的归位一直是一个难题。
图5－35 过排201井纵线成果剖面
图5－36 过排201井P波剖面
图5－37 过排208井纵线成果剖面
图5－38 过排208井P波剖面
图5－39 过排9井纵线成果剖面
图5－40 过排9井P波剖面
图5－41 过排12井纵线成果剖面
图5－42 过排12井P波剖面
图5－43 过排16井纵线成果剖面
图5－44 过排16井P波剖面
图5－45 过排17井纵线成果剖面
图5－46 过排17井P波剖面
在本次处理中，把P波数据体和梯度 G 数据体分别进行偏移，再将偏移后的 P、G数据体进行相应运算，获得偏移归位后的碳氢检测、拟波松比等属性体，彻底解决了这个难题，并取得了很好的效果 （图5－47，图5－48）。
图5－47 偏移前过排2井－排8井纵线碳氢检测剖面
图5－48 偏移归位后过排2井－排8井纵线碳氢检测剖面
（6）AVO属性处理效果分析
AVO叠前属性处理取得了较好的处理效果。在过排2井附近的道集上 （图5－49）可以看到明显的 AVO正异常现象。
从过排2井 （排8井）P波剖面、碳氢检测剖面、拟泊松比剖面上可以看到，油井与负相位砂体吻合很好 （图5－50～图2－52）。
图5－49 过排2井道集 AVO正异常显示
图5－50 过排2井－排8井纵线P波剖面
图5－51 过排2井－排8井纵线碳氢检测剖面
图5－52 过排2井－排8井纵线拟泊松比剖面
而过排201井 （排204井）、排203井、排208井P波剖面、碳氢检测剖面上，没有明显的反映 （图5－53～图5－58）。
图5－53 过排201井－排204井纵线P波剖面
图5－54 过排201井－排204井纵线碳氢检测剖面
图5－55 过排203井纵线P波剖面
图5－56 过排203井纵线碳氢检测剖面
图5－57 过排208井纵线P波剖面
图5－58 过排208井纵线碳氢检测剖面
排9井、排12井、排16井和排17井在碳氢检测剖面等属性剖面上均没有明显 AVO反映 （图5－59～图5－66），这与实钻结果也是吻合的。
图5－59 过排9井纵线P波剖面
图5－60 过排9井纵线碳氢检测剖面
图5－61 过排12井纵线P波剖面
图5－62 过排12井纵线碳氢检测剖面
图5－63 过排16井纵线P波剖面
图5－64 过排16井纵线碳氢检测剖面
图5－65 过排17井纵线P波剖面
图5－66 过排17井纵线碳氢检测剖面
2.叠后属性处理
当储层物性和充填在储层中的流体性质发生变化时，会造成地震反射系数、传播速度、振幅、频率等多种属性的变化。这些变化表现为波形、能量、频率、相位等一系列基于运动学、动力学的地震属性的变化。地震属性比地震剖面在检测储层或流体性质变化方面敏感得多，并且许多地震属性都是非线性的，它将增加预测的准确性。鉴于本区目前勘探存在的困难，有必要开展叠后属性处理工作，提高勘探的成功率。
（1）精细标定及构造解释
精细构造解释是进行属性提取工作的基础，只有如此才能保证所提取的地震属性能够准确反映所研究目的层段或储层的特征。需要做好以下三个方面的工作：
极性判断：首先进行正演分析对比法。采取正极性子波和负极性子波分别进行排2井自激自收正演，可以看到正极性子波正演结果中储层附近波组特征表现为上弱波峰，下强波峰，中间夹一个强波谷的特点 （图5－67）。而表现负极性子波正演结果中储层附近波组为两个相对弱的波峰夹一个相对强波谷的特征 （图5－68）。对照过排2井的地震剖面，可以发现地震剖面上储层处的地震响应特征与正极性子波正演结果一致 （图5－69）。其次采用能量判识方法——选择排2井靠近塔西河组下部的一套较厚的含砾细砂岩，厚度13m，地震资料可以分辨其顶底。其顶底分别对应地震的波峰和波谷。从反射系数曲线上可以看到顶部反射系数大于底部反射系数 （图5－70），所以顶部反射在地震资料反射中对应能量应该大于底部反射能量。从地震资料读取该反射层附近的能量，可以看到波谷能量最大在－1300附近，而波峰能量最大达到5000左右 （图5－71），从对应关系上看，波峰顶应该对应含砾细砂岩的顶，这只有在使用正极性子波条件下才能达到该条件，使合成记录道和地震道相对应。再其次采用正负子波标定对比法——从排2井正负子波合成记录对比标定剖面上 （图5－72）可以看到正极性子波与负极性子波在目的层段标定效果都不错，但在1.1～1.2s处正极性子波合成记录波组与地震波组更加匹配。最后采用多口井综合标定法——采用多口井标定对比，发现正极性子波标定结果与实际地震道对应效果良好。综合以上四种方法，判定该区地震资料为正极性。
图5－67 排2井正极性子波正演结果
图5－68 排2井负极性子波正演结果
层位及储层标定：本次研究对车排子地区已钻探井均进行了合成地震记录标定，标定采用如下原则——以井点附近地震道提取子波、利用VSP做为时深关系指导、以塔西河组及沙湾组底部反射为标志层，在此基础上进行细微的调整。通过标定认识到塔西河组底界以及沙湾组底界为连续强振幅波谷反射同相轴，全区可追踪，对应地震反射层为TN1t、TN1s，沙一段1砂组底部为较强连续振幅反射同相轴，全区基本可追踪，对应地震反层为 TN1s1。为方便层位解释，采用了波峰反射的解释作为控制层位 （图5－73）。
图5－69 排2井地震剖面正极性子波标定结果
图5－70 排2井塔西河组下部含砾细砂岩顶底反射系数对比
图5－71 排2井塔西河组下部含砾细砂岩顶底反射能量对比
图5－72 排2井正负极性子波标定结果对比
图5－73 排2井区标准层、控制层位、储层标定结果
由于排2井油层只有3.9m 厚，因此地震资料对其分辨能力及其在地震剖面上的对应关系需要精细标定。从声波时差曲线上计算得到，排2井油层砂岩平均速度2120m/s，泥岩平均速度2450～2600m/s，在油层顶为正反射系数，油层底为负反射系数，因地震资料为正极性资料，故而波谷对应油层顶界，波峰对应油层底界。由于地震资料视主频70Hz，以1/4波长产生调谐波为最大分辨率，最大分辨厚度应为9m。对于3.9m 的砂层无法区分，但由于排2井油层发育在泥岩段中，理论情况下只有砂体顶界面会产生地震反射，并且三维地震资料有效频宽大至10～110Hz，从而进一步提高了垂向分辨率，使得排2井砂层在地震剖面上有响应。因此得到结论：①排2井区三维地震资料，在沙一段1砂组对应的地震反射中，强振幅波谷反映了砂岩存在，并对应砂岩顶界，强波谷的横向变化反映了砂层的横向变化；②砂层顶界对应强振幅波谷，下部较强振幅波峰与强波谷相连，波峰与强波谷之间反映了多个砂层存在，砂层总厚度较大。
断层及层位解释：研究区内构造解释采用断裂和控制层位同时进行解释的方案，并对整个三维工区地震资料进行了解释。主要利用了时间切片、相干体、三维可视化等多种技术，理顺了断裂结构，落实了构造 （图5－74）；编制了车排子地区排2井三维区塔西河组底界、沙一段1砂组底界、沙湾组底界、白垩系底界等4层构造图 （图5－75）。
图5－74 排2三维断裂系统图
图5－75 排2三维四层构造图
（2）地震属性提取技术研究
地震属性的提取方式有剖面提取属性和层面提取属性两种。剖面提取属性可以获得研究目标的纵向信息以及点与点之间横向变化情况。沿层提取属性获得的是各类属性沿界面横向变化的信息，常用来预测薄储层和与断层有关的隐蔽油气藏。各种不同属性分类都有对应的地质意义 （表5－4），用来指导工作中采用合理的属性提取方法。
表5－4 地震属性分类表
另外还有其他常用属性：
方差体属性：利用地震数据中相邻道之间地震信号的相关性，通过计算样点的方差值，揭示数据体中的不连续信息。其作用在于进行断层 、岩性识别 （大时窗利于分析大断层，小时窗利于分析岩性体、小断层）。
地震波吸收衰减：该现象是由岩石基质的固有黏弹性，包括颗粒之间和裂隙表面的内摩擦损耗、孔隙岩石内液体相对流动、局部饱和效应以及几何漫射等引起的。影响地震波吸收衰减的主要因素有岩石性质、岩石孔隙度和孔隙内流体成分等。当地震波在地下传播时，随着离震源的距离的增加，能量逐渐衰减。而一些特定的因素可能加速能量的吸收，如天然气的存在能引起高频段的地震波异常高的吸收率。在一定的时窗内，分析地震能量的吸收，作为频率的函数测量能量衰减的速度，可以检测储层的变化。对于裂缝性油藏，裂缝、溶孔以及含油气性都会引起储层的孔隙度、饱和度、层速度和地震振幅频率等属性的变化，从而引起地震吸收系数的变化。因此，可以利用地震能量吸收分析预测裂缝储层的发育情况。
工作中结合工区储层特征提取敏感地震属性共6种：以排2井钻遇油层为例 （图5－76），振幅类属性提取了均方根振幅、累加负振幅、平均波谷振幅；复地震道属性提取了瞬时频率、瞬时相位；频能统计类提取了弧线长度。另外提取了方差体、地震波吸收衰减等两种属性。
从地震资料与属性对比图 （图5－77）中可以看出，所提取的属性异常边界与地震资料同相轴波形、能量变化点相对应，可以说，所提取的属性是能够反映所研究的地质目标的。
图5－76 沿排2油层多种属性平面图
图5－77 沿排2油层多种属性异常边界与地震同相轴边界对比图
图5－78 沿排2油层平均波谷振幅属性分频段平面图
为更加深入研究频率、速度谱信息，还采用了分频段属性分析、时频分析、速度谱分析等技术手段。
分频段属性分析：从地震资料有效频段中按 10～30Hz、30～50Hz、50～70Hz、70～90Hz、90～110Hz共5种频段范围分别进行地 震 资 料 6 种 敏 感 属 性 提 取 试 验（图5－78）。通过对比分析，认识到该地震资料 50～70Hz是最佳的属性频段。由于50～70Hz地震资料的理论分辨厚度范围为8～11m，而工 区 中 钻 遇 油 层 厚 度 范 围 为2～5m，因此，所提取的各种属性中体现的异常并不反映砂层厚度概念，仅是地层物性、含流体性等变化的反映。
时频分析技术：为拓展和提高该区纵向（时间轴方向）频率属性研究的深度，针对有利地震资料频段50～70Hz范围，开展此项技术研究，期望能够发现油层段在时间轴方向存在有规律异常。工作中采用以下工作流程——首先从三维地震资料中抽取过井的二维测线，然后对其进行50～70Hz带通滤波，再对滤波结果求取瞬时频率属性，最后抽取过井点CDP处瞬时频率值与时间交汇得到成果图件，如图5－79。通过分析钻遇油层井油层位置频率特征及相邻井对应段的频率特征认识到时频变化没有规律，因此，该技术不能应用于该区储层研究。
速度谱分析：速度谱资料往往在油气分布处有异常反映，可以凭借该特征辅助判定油气的存在。为研究该区速度谱特征，在原有高精度速度谱基础上，针对目的层段，缩小速度扫描时窗，提高速度谱变化精细程度，期望能够发现有利规律。但速度谱资料在研究目的层段没有针对油层或可能储层的速度异常现象，因此该技术不适用于该区（图5－80）。
图5－79 排8及附近井储层时频分析图
图5－80 排2、排201井点处速度谱图
3.多井约束反演处理
（1）合成记录标定与子波求取
反演过程中的合成记录不同于层位解释时的合成记录，它的标定要求细节更加精细，合成记录道中每个同相轴都有地震道同相轴相对应，这样才能将地质和地震精确对应起来。
合成记录标定的过程是反射系数与子波褶积的过程，子波求取的过程是合成记录与反射系数反褶积的过程，两者是正反运算的有机整体。合成记录与地震子波是影响反演处理过程中的时深关系、初始波阻抗模型与波阻抗反演结果是否准确的重要因素，而一个高质量的合成记录与地震子波的获得是一个循环反馈过程：利用实际地震资料多道记录自相关统计的方法，在一个经验时深关系 （排2井 VSP速度）的控制下，先利用一个主频70Hz初始标准雷克子波 （实际地震资料的主频为70Hz）作最初的合成记录道，将此合成记录道与井旁地震道对比，做测井曲线与实际地震资料之间的时深关系校正，在校正后合成记录上选目的层段的合适的时窗提取子波，并用此子波重作合成记录，校正时深关系，如此反复，直到合成记录与实际地震资料在能量、相位、频率等方面都匹配程度很高时，认为所得到的合成记录与所提取的地震子波是合适的。
为保证合成记录标定的可靠程度，在完成单井标定后，提取标定速度与本区 VSP速度进行比较，从对比图 （如图5－81）中可以看到所有井的标定速度与 VSP速度一致性良好，这说明标定是可靠的。单井标定完成后，为保证标定结果在横向上一致，还需要进行多井横向标定。图5－82中可以 看 到 标 定结 果 在 横 向 上是一致 的，特别是排2井、排8井钻遇的储层情况与实际地质情况一致。
图5－81 各井标定速度与本区 VSP速度对比图
图5－82 排2、排8井连井标定剖面
（2）地质模型的建立
建立尽可能接近实际地层沉积情况的波阻抗约束模型，是减少反演最终结果多解性的十分重要的环节。建立波阻抗模型的过程实际上就是把地震界面信息与测井波阻抗信息正确结合起来的过程。地震资料包含着区域的构造信息，控制模型的横向变化；测井资料包含丰富的高、低频信息，控制模型的纵向阻抗变化关系，为波阻抗界面间的地层赋予合适的波阻抗信息。声波、密度测井资料在纵向上详细揭示了岩层的波阻抗变化细节，三维地震资料则在三维空间内记录了波阻抗界面的地震反射。测井资料在三维地震地质反射界面内合理内插外推的结合，为精确地反演出地层波阻抗数据提供了有效的先验约束模型。
地下沉积体的空间接触关系是十分复杂的，计算机无法一次确定各个层位之间的拓扑关系，因此建立地质框架是通过地质框架结构表按沉积体的沉积顺序，从下往上逐层定义各层与其他层的接触关系。由于本区存在着上超这种现象，因此在模型的建立过程中，必须在地质框架结构表中定义出来。通过合理的定义上下层位的接触关系，使建立的初始波阻抗模型 （图5－83）符合实际的地下沉积模式，沙一段1砂组表现为从北向南逐渐加厚的特征，2、3砂组则表现为基本厚度一致的特征。
图5－83 排2三维反演初始波阻抗模型图
（3）反演参数选择
针对不同地区的资料特点选择适合该区的反演参数是反演项目的质量保证。结合对该区基础资料及地质特征的认识，对稀疏脉冲反演中的多个敏感参数进行试验和选择，特别针对λ、子波影响、频带补偿、色标范围调试等四个方面。根据稀疏脉冲反演的目标函数可知，地震反射系数的稀疏和合成记录与原始地震道的残差最小这两项是相互矛盾的，这是由于在算法上，它遵循以下原则：λ值小，强调反射系数之和最小，即强调稀疏性，稀疏脉冲反演剖面细节少，分辨率低，残差大；否则反之。但是λ值太大，过分强调地震残差最小，一味地使合成记录与原始地震道吻合，结果使一些噪音也加到了反演剖面中，同时由于忽略了反射系数的稀疏，使得反演结果失去了波阻抗纵向变化的低频背景。因此，在反演参数调试中很重要的一步就是寻找一个合适的λ值，使得反演剖面既保持细节又不损失低频背景，这个工作是通过对井旁边合成记录与原始地震道吻合程度的控制来完成的。λ值可以用Jason软件反演的质量控制工具来确定。据此选定本次反演应用的λ值为16。
该区反演面积比较大，实际地震子波受施工因素及实际地层物性特征的影响在能量、相位、频率等特征上会有微小差异，针对这种情况，采用空间特征变化的空变子波进行反演 （图5－84），这有助于对地下地层特征进行正确反演，使得到的反演结果更加接近地下岩层的真实地质特征。保证空变子波在有效频带范围内基本稳定而略有差异，满足了该区反演的实际需要。
图5－84 排2三维空变子波图
针对本区储层，尤其是油层厚度薄的情况，采取了合理的高频补偿，补偿示意图见图5－85，这使得储层分辨率得到合理的提高。
图5－85 排2三维反演高频补偿示意图
色标调试是正确反映储层的关键步骤之一。本次反演采用了剖面色标调试和三维立体色标调试两种方法。剖面色标调试采用将油层顶底投在剖面上，调整色标，逐渐使色标变化范围与厚度一致，同时注重储层横向变化 （图5－86），最终得到色标调试结果。三维立体色标调试采用三维立体镂空方法，将钻遇油层范围镂空出，调整色标范围，使油层范围与实际钻探范围一致，并记录色标变化点 （图5－87）。结合两种色标调试方法，再精细调整，最终得到合理色标范围，并将油层颜色调整为醒目的黄红色。
图5－86 排2三维反演结果剖面色标调试图
图5－87 排2反演结果三维立体色标调试图
（4）稀疏脉冲反演处理
上述合理的时深关系、准确的层位断层数据、校正过的测井数据、空变子波及高精度的三维约束模型等是下一步反演处理的数据基础。在反演处理时首先选择多条二维连井骨架剖面进行了大量、反复的试验，采用严格的质量控制，检查并适当调整反演参数，最大程度地保障反演结果的可靠性。
考虑到反演出的波阻抗数据体仍然相对缺乏高频、低频信息，我们对其做了高低频信息补偿。将前面生成的含有丰富高频和低频信息的初始模型数据体与所得到的带陷阱的反演波阻抗结果做匹配合并，补偿其缺乏的频率成分。
约束地震反演过程，是所用测井数据、钻井、试采数据、构造层位解释数据、地震数据等各种数据紧密结合反演，并根据地质储层变化情况不断加深认识、反复修正，逐步完善反演结果的过程。每反演出一次结果，处理、解释人员就结合在一起，对效果进行反复对比、分析，根据掌握的地质和各井钻探，钻采资料提出下一次反演处理应改进的问题和措施，如此反复循环处理。通过以上处理技术和质量控制手段，得到最终反演数据体。
（5）反演效果分析
稀疏脉冲反演是测井约束地震反演技术中最为可靠的技术，在目前的储层描述与评价中得到了广泛的应用。该技术成功地将地震资料与高频丰富的测井资料相结合，充分发挥了地震在平面上连续采集、测井在纵向上分辨率高的优势，使点与面达到和谐的统一，把用于构造解释的常规地震资料的界面型剖面转换成可与钻井资料直接对比的岩层型测井剖面，给储层的追踪、描述以及预测工作带来了方便。其反演结果与地震资料所具有的振幅、频率、相位等特征都有较好的对应关系。
纵观反演结果，其具有以下显著特点：常规地震剖面，其波峰、波谷的极值点对应地层的分界面，是界面型剖面；而测井反演处理的资料，其波峰、波谷对应的是岩层，是岩层型界面，实质是层速度剖面。
反演结果如何，可以通过以下两点分析：
1）井点处反演的结果与井的吻合程度。反演结果是否与实钻井吻合，可以通过参与反演的井和未参与反演的井加以验证。反演结果与排2井、排8井等的钻井结果吻合的很好 （图5－88）。
2）反演结果符合地质变化规律。可以从反演资料同一层系地层波阻抗的变化是否均匀，反演结果的沉积模式是否与地质规律吻合等进行验证。如排201－排204连井反演剖面（图5－89）上，排201井钻遇沙湾组I砂层，排204井没钻到该砂体，这与实际地质情况是吻合的。
图5－88 过排2－排8井反演剖面
图5－89 过排201－排2－排204井反演剖面
地震资料处理的流程是什么？
野外采集的地震资料首先要进行常规处理，常规处理是一种基础处理。它是以提供能够清晰地反映出地下地层形态和各种地质现象为主要目的的一套处理方法。
常规处理的几个主要处理流程为预处理、水平叠加处理、叠加偏移处理。
预处理 野外记录送到处理站以后，首先要把野外地震记录的格式转换成计算机能够识别的格式。这是预处理阶段的主要工作，另外，在预处理阶段还要做一些其他基础性的工作。
水平叠加处理 其指对多次观测的每个地震道，按反射点的位置叠加成一个道，逐点叠加，直到把一条测线的所有反射点做完。这样就可以得到一条反映地下地层形态的地震剖面，这个剖面叫水平叠加剖面。
叠加偏移处理 它是在水平叠加的基础上进行的处理，目的是把地下地层的形态在水平叠加剖面上的偏差纠正过来。地层倾角越大时这种偏差越大，这就更需要通过叠加偏移处理加以纠正。所以，叠加偏移处理也可以叫做纠偏处理，这样处理后才能得到反映地下地层真实形态的叠加偏移剖面。
水平叠加剖面和叠加偏移剖面是下一步解释工作使用的最基础的，也是最常规的处理成果。
常规处理的好坏不仅对整个处理工作，也对能否做出正确的地质解释有极大的影响，而且也是参与国内或国际上地震资料处理投标中能否中标的重要条件之一。所以，国内各处理单位都极为重视提高常规处理的质量，都制订有与世界接轨的符合ISO 9000要求的质量管理体系。
常规处理成果的一种——偏移剖面
在地震资料数字处理工作中，经常要用到“处理流程”这个词。什么叫处理流程呢？处理流程就像汽车制造厂生产汽车一样需要有一套生产程序，并在生产程序中规定了详细的工作内容和质量标准，把复杂的生产工作规范成科学的有条不紊的一环扣一环的生产过程。地震资料数字处理工作也是一种生产过程，而且是一个非常复杂的、运用到多门学科知识的生产过程。为了保证处理工作秩序和质量，根据野外采集工作特点和地质任务的要求，制订了相应的生产程序，专业上把这个生产程序叫做处理流程。为了控制每一步的处理质量，还在处理流程中的一些关键工序上强行设置了质量检查点，即上一道工序经检验合格后，才能进入下道工序，这样就能有效地保证每一步的生产质量。
地震资料处理流程不是一成不变的。为适应野外采集特点，制订有二维地震资料处理流程、三维地震资料处理流程；根据地质任务的不同，制订有常规处理流程、特殊处理流程。在处理流程中，可考虑工区的地形条件、干扰波的特点，采用针对性更强的处理方法和处理手段。另外，随着处理技术的发展，为了不断地提高处理质量，为解释工作提供更多、更准确的信息，在处理流程中也要不断地补充新的处理技术、新的处理方法。由此可见，地震资料数字处理工作是一项复杂的工作。
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